نوع مقاله : مقاله پژوهشی
نویسندگان
گروه زمینشناسی نفت و حوضههای رسوبی، دانشکدۀ علوم زمین، دانشگاه شهید چمران اهواز، اهواز، ایران
چکیده
کلیدواژهها
موضوعات
عنوان مقاله [English]
نویسندگان [English]
Abstract
Understanding reservoir connectivity is critical for reducing exploration risk and optimizing field development. This study uses surface geochemistry techniques to investigate the relationship between the Khami reservoir horizon in the Chilingar and Garangan oilfields, located in the Southern Dezful Embayment. A total of 154 surface soil samples were collected from the field closures and the inter-field area. These samples were analyzed using acid extraction and fluorescence analysis to evaluate hydrocarbon migration, identify geochemical anomalies, and assess potential reservoir connections. Hydrocarbon gas ratios (C1/C2, C2/C3, and C1/(C2+C3) vs. C2/(C3+C4)) revealed that surface hydrocarbons are primarily oil-derived. The composition and ratios of samples from the inter-field area closely matched those from the closures, suggesting a shared source. Fluorescence analysis provided R1 ratios (three-ring to two-ring aromatics) and inferred an average API gravity of 36˚, indicating high-quality, light oil consistent with field samples. Geochemical anomaly maps revealed similar hydrocarbon compositions and quality between the two fields, supporting a likely connection through a saddle structure. These findings demonstrate the effectiveness of surface geochemistry in assessing reservoir connectivity and reducing exploration risks.
Keywords: Surface geochemistry, Reservoir connectivity, Chilingar and Garangan oilfields, Acid extraction, Fluorescence analysis
Introduction
Discovering new hydrocarbon resources and enhancing the production efficiency of existing fields remain critical challenges for global oil and gas producers. Until the 1940s, oil drilling was primarily based on visible surface hydrocarbon seeps (Link 1952; McGregor 1993). Hydrocarbon seeps refer to the surface or near-surface accumulation of light or high molecular weight hydrocarbons, often indicating the presence of subsurface reservoirs. The global demand for energy in the 20th century pushed oil exploration from empirical methods toward more scientific approaches. Surface geochemistry, introduced in the 1930s, became a significant tool for oil exploration, examining direct and indirect hydrocarbon seepage linked to deep reservoirs (Tedesco 2017). In Iran, surface geochemistry was initiated in 2014 by the Energy Researchers Ariana (ERA) company. After decades of oil production in the Zagros Basin, better reservoir management is crucial to maximizing efficiency. The Chilingar and Garangan oilfields, located in the southern Dezful Embayment, are closely situated and separated by a saddle structure. Reservoir studies show connectivity between the lower and upper Khami reservoirs in these oilfields. Understanding this connection is vital for planning field development and identifying weakly connected reservoir zones. This study uses the soil gas method, a direct surface geochemistry technique, to analyze reservoir connectivity and hydrocarbon-rich zones. The findings aim to guide efficient production management, reduce drilling risks, and advance field development strategies at lower exploration costs.
Materials & Methods
This study utilized direct geochemical techniques, including acid extraction and fluorescence analysis, to detect subsurface hydrocarbon reservoirs. Surface prospecting relies on vertical hydrocarbon migration, which creates detectable seeps and geochemical anomalies. Sampling followed pre-existing geophysical lines, with 154 soil samples collected across 35 lines. Acid extraction analysis measured light hydrocarbons (C₁–C₅) released via a hydrochloric acid reaction, while fluorescence analysis quantified polycyclic aromatic hydrocarbons (PAHs) using high-performance liquid chromatography (HPLC) and UV excitation. Both methods identified surface anomalies linked to potential subsurface accumulations, underscoring their utility in hydrocarbon exploration (Schumacher 1996).
Discussion of Results & Conclusions
This study focused on the Chilingar and Garangan oilfields, located in the southern Dezful Embayment, using surface geochemistry to investigate hydrocarbon seepage and assess reservoir connectivity between the two fields. Hydrocarbons typically migrate vertically due to high subsurface pressure, with stratigraphic layers, faults, and fractures facilitating this movement. In oil and gas reserve areas, light hydrocarbons in sediments indicate a potential reservoir, with higher concentrations suggesting economically viable accumulations. If anomalies between the two fields match those over the anticline, it supports the hypothesis of a hydrocarbon connection. To determine hydrocarbon content, soil samples were analyzed using acid extraction (AE) and fluorescence methods. Acid extraction showed that methane-to-ethane (C1/C2) and ethane-to-propane (C2/C3) ratios point to oil-associated hydrocarbons (Pixler 1969). The area between the two fields displayed similar hydrocarbon concentrations to those above the fields. Standard ratio charts, such as C1/(C2+C3) vs. C2/(C3+C4), confirmed an oil origin for most hydrocarbons, with anomalies indicating high concentrations between the fields. Fluorescence analysis revealed that inferred API gravity and aromatic hydrocarbon ratios (R1) suggest high-quality hydrocarbons, including oil and gas condensates. The changes in the interpolated parameters reveal the presence of major faults in the region and the influence of the north-south trending fault in the western part of the Garangan oilfield. Areas surrounding the old wells in the Chilingar field exhibit a lower value of the inferred API index in the interpolated map, due to reservoir pressure depletion caused by prolonged production. The results of both methods strongly indicate the presence of liquid hydrocarbons between the fields, supporting the likelihood of a reservoir connection through a saddle structure. These findings are crucial for efficient exploration, reducing risks, and guiding field development.
کلیدواژهها [English]
مقدمه
کشف منابع جدید هیدروکربنی و افزایش بازده تولید منابع قدیمی، از دغدغههای اساسی تولیدکنندگان نفت و گاز در جهان بوده و هست. تا اوایل دهۀ 1940 میلادی، بیشتر حفاریهای نفتی در محلهایی انجام میشد که تراوشهای سبک و سنگین هیدروکربنی بهوضوح مشاهده میشدند (Link 1952; MacGregor 1993). چشمههای هیدروکربنی به تراوشها و تجمعهای محلی از هیدروکربنهای سبک و در صورت وجود مخزن زیرسطحی، هیدروکربنهایی با وزن مولکولی بالا گفته میشود (Alizadeh 2022). نیاز فراوان جهان به انرژی، با آغاز قرن بیستم باعث شد تا کشف و استخراج نفت، که در گذشته تجربی و بر پایۀ مشاهدۀ آثار وجود نفت در سطح و حفاریهای پراکنده بود، بهسمت مطالعه و روشهای علمی سوق پیدا کند (Tedesco 2017). روشهای ژئوشیمی سطحی از اوایل دهۀ 1930 ارائه شدند و برخی از شرکتهای نفتی بهمنظور اکتشاف منابع نفتی از آنها استفاده کردند. ژئوشیمی سطحی، شاخهای از ژئوشیمی آلی است که نشتهای هیدروکربنی تراوشیافته به سطح از یک تجمع عمیقتر را بهصورت مستقیم و غیرمستقیم مطالعه میکند (Alizadeh et al. 2020 b). پیجویی به روش سطحی در ایران نیز، از سال 1393 و از سوی شرکت انرژیپژوهان آریانا به اجرا در آمده و توسعه یافته است. با گذشت بیش از هفت دهه بهرهبرداری نفت از میدانهای حوضۀ زاگرس، لزوم مدیریت و استفادۀ صحیح از نفت باقیماندۀ مخازن روز به روز بیشتر احساس میشود. برای تولید و پیشبرد برنامههای ازدیاد برداشت، باید اطلاعات میدانها کامل باشد تا حداکثر بازدهی حاصل شود. میدانهای چیلینگر و گرنگان که در این پژوهش مطالعه شدهاند، در بخش جنوبی فروافتادگی دزفول قرار دارند. این دو میدان همجوار با فاصلۀ کمی قرار دارند و بهوسیلۀ یک ساختار زین اسبی [1]از یکدیگر جدا میشوند. مطالعات مخزنی در این دو میدان، بیانگر ارتباط مخزن خامی پایینی و بالایی و اتصال دو میدان با یکدیگر است (NISOC Report 2019). این مهم بهجهت برنامهریزی توسعۀ دو میدان، نیازمند مطالعات دقیق است. تبیین و اثبات ارتباط مخزنی بین این دو میدان از اهمیت بســزایی برخوردار است و درنهایت به شــناخت دقیق مخزن و درک صـحیح از چگونگی پرشـدن مخزن منجر میشـود. بررسی ارتباط این دو ساختار با استفاده از روش ژئوشیمی سطحی، به شناسایی مناطقی از مخزن منجر میشود که دارای ارتباط ضعیفی با دیگر بخشهاست. با تکمیل این تحقیق، ارتباط این دو میدان بررسی میشود و نیز محدودههایی که تمرکز بالای هیدروکربنی دارند، با صرف هزینههای بسیار کمتر نسبتبه حفاری اکتشافی، مشخص میشود (Alizadeh 2022). مطالعات مختلفی در بخشهای ژئوشیمی سنگ منشأ، ویژگیهای مخزنی و ساختمانی بر میدانهای چیلینگر و گرنگان از سوی محققان انجام شده است ( Kamali et al. 2013; Mousavi et al. 2010; Taghizadeh et al. 2023). دانشمندان پیشگام توسعۀ روشهای سطحی، لابمایر (Laubmeyer 1933) در آلمان، سوکولوف (Sokolov 1935) در شوروی سابق و روزیر و هورویتز (Rosaire 1938; Horvitz 1939) در آمریکا بودند. آنها با استفاده از روشهایی مانند استخراج گازهای هیدروکربنی جذبشده از نمونههای سطحی و تطابق بین هیدروکربنهای سطح و میدانهای نفت و گاز، روشهایی را ثبت کردند (Jones and Drozd 1983).
بسیاری از میدانهای بزرگ جهان با استفاده از روشهای ژئوشیمیایی کشف شدهاند (Alizadeh et al. 2020 b). محققانی مانند (Yuing et al. 2021; Zhong et al. 2024) ساختارهایی را در خشکی و دریا مطالعه کردهاند. پژوهش حاضر اولین مطالعۀ ژئوشیمی سطحی میدانهای چیلینگر و گرنگان است. پیشتر (Alizadeh et al. 2020b; Alizadeh et al. 2022; Khaleghi et al. 2018) ساختارهایی را مورد پیجویی ژئوشیمی سطحی قرار دادند. در این مطالعه، از روش گاز خاک استفاده شده است. این روش، جزء روشهای مستقیم ژئوشیمیایی دستهبندی میشوند. بهرهگیری از نتایج این پژوهش، کمک شایانی به مدیریت تولید، برداشت اصولی از میدانها، کاهش ریسک حفاری و پیشبرد برنامههای توسعۀ میدان میکند.
زمینشناسی منطقۀ مطالعهشده
جنوب غرب کمربند زاگرس که بهعنوان فروافتادگی دزفول از آن نام برده میشود، حجم عظیمی از نفت و گاز ایران را در خود جای داده است (Motiei 1993). تعدد رسوبات غنی از مواد آلی، که توانایی زیادی در تولید هیدروکربن دارند، سبب شده است تا حجم زیادی از نفت زایشیافته در سازندهای سنوزوئیک و مزوزوئیک منطقه ذخیره شود (Alizadeh et al. 2020 a). فروافتادگی دزفول ازطریق گسل هندیجان بهرگانسر به دو بخش شمالی و جنوبی تقسیم میشود (Berberian and King 1981; Verges et al. 2024) و میدانهای چیلینگر و گرنگان در بخش جنوبی این منطقه قرار دارند. این ناحیه دارای ساختمانهای زیرسطحی متعددی است که در بیشتر آنها هیدروکربن فراوانی تجمع یافته و ابرمیدانهایی همچون گچساران، بیبیحکیمه و پازنان را ایجاد کرده است. از طرفی بهدلیل فعالیت تکونیکی فراوان در برخی ساختارها و افقهای مخزنی دیگر، نفت برداشتشدنی وجود ندارد (Alizadeh et al. 2020 a). میدانهای چیلنگر و گرنگان، دو میدان مجاور هماند که در بین میدانهای گچساران در شمال، بیبیحکیمه در جنوب و در امتداد میدان چهاربیشه قرار دارند. دو گسل تراستی میدانهای چیلینگر و گرنگان را از میدان گچساران و بیبیحکیمه در شمال و جنوب تفکیک میکنند و امتداد این دو میدان منطبق با روند عمومی چینخوردگیهای زاگرس است (Momeni 2017). مخزن نفتی میدانهای چیلینگر و گرنگان در گروه خامی طبقهبندی میشود. بر پایۀ گزارشهای شرکت ملی مناطق نفتخیز جنوب، مخزن خامی بالایی و پایینی در این دو میدان با هم ارتباط دارند و دارای نفت سیاهاند (NISOC Report 2019). میدان چیلینگر، تاقدیسی نامتقارن است. براساس اطلاعات چاههای حفاریشده، بخش غربی میدان چیلینگر تحت تأثیر بلندای قدیمه خارکمیش قرار گرفته و بخش درخور توجهی از سازندهای گورپی، پابده و گروه بنگستان را فرسایش داده است (NISOC Report 2019; Taghizadeh et al. 2024). تاقدیس و میدان گرنگان در امتداد میدان چیلینگر و در جنوب شرق میدان گچساران قرار گرفتهاند و همانطور که اشاره شد، یک ساختار زیناسبی، میدانها را از یکدیگر جدا میکند. تصور میشود که شیلهای سرگلو به سن ژوراسیک بالایی و سازند گرو به سن کرتاسۀ سنگ منشأ تولیدکنندۀ نفت مخازن گروه خامیاند. سازند سرگلو شامل مواد آلی نوع ІІ است و در منطقۀ لرستان تا دشت آبادان و بخش شمالی فروافتادگی دزفول گسترش دارد (Rudkiewicz et al. 2007; Bordenave 2008; Aqrawi and Badics 2015; Alipour 2024). رخسارههای غنی از مادۀ آلی این سازند بهصورت جانبی بهسمت شرق به رخسارۀ کربناته تبدیل میشود و سازند سورمه را ایجاد میکند (James and Wynd 1965; Motiei 1993). سازند گرو به سن بریازین سنومانین شامل سنگآهکهای دارای مادۀ آلیِ آمورفِ دریایی نوع ІІ و غنی از گوگرد است (Zeynalzadeh et al. 2018; Alipour 2024). بلوغ حرارتی و تاریخچۀ تدفین سازند گرو بهدلیل نوع مواد آلی شباهت زیادی به سازند سرگلو دارد (Abeed et al. 2011; Khani et al. 2018). سازند گرو نیز بهصورت جانبی در شرق به سازند آهکی فهلیان و در غرب به سازند یاماما تبدیل شده است. هیدروکربنهای زایشیافته از هر دو سازند سرگلو و گرو بهصورت جانبی مهاجرت میکنند و در ساختارهای منطقه تجمع مییابند (Bordenave and Hegre 2010). دو سیستم هیدروکربنی ذکرشده بهوسیلۀ سازند تبخیری هیث از یکدیگر جدا میشوند. بر پایۀ اطلاعات فشار مخزن و ژئوشیمیایی، مخزن خامی بالایی و پایینی در میدانهای چیلینگر و گرنگان با هم در ارتباطاند و سازند هیث جداکنندۀ این دو افق از یکدیگر نیست (NISOC Report 2019). اولین حفاریها در میدان چیلینگر در سال 1303 و در میدان گرنگان طی سال 1344 انجام شد که بهدلیل نبود تولید اقتصادی در دو افق آسماری و بنگستان، ادامۀ حفاریها متوقف شد. در سال 1353 با حفر چاه شمارۀ 3 چیلینگر و چاه شمارۀ 2 گرنگان، وجود نفت در مخزن خامی میدانها اثبات شد. سازند فهلیان و سورمه، افقهای بهرهده در این دو میداناند.
شکل1- موقعیت منطقۀ مطالعهشده در حوضۀ زاگرس و فروافتادگی دزفول جنوبی (Hassanpour et al. 2018)
(a)، نقشۀ زمینشناسی منطقه و میدانهای چیلینگر و گرنگان (با تغییرات از نقشۀ100.000/1 گچساران) (b)
Fig 1- Location of studied area in Zagros Zone and south Dezful embayment (Hassanpour et al. 2018) (a), geological map of Chilingar and Garangan oilfields (modified from 1:100.000 map of Gachsaran) (b)
مواد و روشها
اکتشاف به روش ژئوشیمی سطحی به دو گروه مستقیم و غیرمستقیم تقسیمبندی میشوند. در تکنیک مستقیم، مقدار غلظت اصلی هیدروکربنهای نشتیافته به سطح اندازهگیری میشود. تکنیک غیرمستقیم نیز، آثار جانبی وجود هیدروکربن و واکنشهای خاک را با هیدروکربن بررسی میکند (Tedesco 1995). اساس پیجوییهای سطحی بر پایۀ چند قاعدۀ کلی است. این اصل پذیرفته شده است که تجمعات هیدروکربنی دینامیک و تمامی پوشسنگها در بهترین حالت نیز دارای نشتاند (Dembicki 2017). همچنین این مهاجرت به سطح، عمودی است. هیدروکربنهای نشتیافته به سطح بهصورت چشمه و ریزچشمههای هیدروکربنی نمود مییابند و تغییراتی را در محیط نزدیک به سطح ایجاد میکنند. این تغییرات قابل شناسایی و نقشهبرداریاند و به یک تجمع زیرسطحی ارتباط داده میشوند (Schumacher 1996). همانطور که گفته شد در این پژوهش، از دو تکنیک گازخاک جدایش با اسید[2] و آنالیز فلورسانس[3] استفاده شده است. هر دو روش ناهنجاریهای سطحی مرتبط با تجمعات زیرسطحی هیدروکربنی را شناسایی کردند که نشاندهندۀ کاربرد آنها در اکتشاف هیدروکربن است (Schumacher 1996).
نمونهبرداری براساس خطوط ژئوفیزیکی موجود انجام شد. برای پوشش بهتر منطقه و افزایش دقت، مسیرهای جدیدی در بین خطوط ژئوفیزیکی طراحی شد (شکل 2). سطح خاک در محل نمونهبرداری باید دستنخورده، فاقد پوشش گیاهی و بدون هیچ عامل جابهجاکنندۀ خاک (مانند جادۀ خاکی، مسیر رودخانه) باشد. بعد از تعیین محل نمونهبرداری، چاهکی با عمق 20 تا 25 سانتیمتر حفر و حدود 250 گرم خاک درون پاکت استریل ریخته شد. پاکتها در کول باکس قرار داده و به آزمایشگاه منتقل شد. درمجموع ۱۵۴ نمونه خاک از ۳۵ خط جمعآوری شد. آنالیز استخراج اسیدی برای اندازهگیری هیدروکربنهای سبک (C₁–C₅) آزادشده ازطریق واکنش با اسید هیدروکلریک انجام شد. در این آزمایش مقدار 50 گرم نمونهخاک بدون رطوبت به ارلن آزمایشگاهی منتقل شد و در معرض اسید هیدروکلریک قرار گرفت. پس از واکنش اسید با کربناتهای موجود در خاک، هیدروکربنهای به دام افتاده در بین ذرات خاک آزاد شدند. گازهای آزادشده در کیسۀ مخصوص[4] جمع و به دستگاه کروماتوگرافی گازی تزریق شد. در آنالیز فلورسانس برای اندازهگیری هیدروکربنهای آروماتیک چند حلقهای (PAHs)[5]، ابتدا بهوسیلۀ سوکسیله[6]، ترکیبات هیدروکربنی، از خاک استخراج شده است؛ سپس با انجام کروماتوگرافی مایع هیدروکربنهای آروماتیک چند حلقهای از باقی هیدروکربنها تفکیک شده است؛ سپس با استفاده از کروماتوگرافی مایع با کارایی بالا [7](HPLC) و تحریک [8]UV مقدار هریک از ترکیبات آروماتیک دو حلقهای و سهحلقهای مشخص شد. دستگاه کروماتوگرافی گازی استفادهشده، از نوع Agilent DBV-SIX با ستون 30 متری غیر قطبی بوده است که از هلیوم بهعنوان گاز حامل استفاده شد. آنالیز فلورسانس نیز با دستگاه HPLC با نام تجاری Agilent 1100 با آشکارگر فلورسانس انجام شد که دارای ستونی 250 میلیمتری است و از اتانول بهعنوان فاز متحرک استفاده شد. کلیۀ آزمایشها با استفاده از تجهیزات شرکت انرژیپژوهان آریانا انجام شد.
شکل2- نقشۀ زمینشناسی منطقۀ مطالعهشده و گسلهای اصلی منطقه بههمراه خطوط نمونهبرداری خاک که خطوط نمونهبرداری براساس عملیات ژئوفیزیکی با رنگ سبز و خطوط جدید طراحیشده مابین آنها با رنگ قرمز مشخص شده است.
Fig 2-The Geological map of the studied area and the main faults of the region, along with soil sampling lines. The sampling lines based on geophysical operations are marked in green, and the newly designed lines between them are marked in red.
نتایج و بحث
پایان مسیر مهاجرت هیدروکربن سطح زمین در نظر گرفته میشود و همانطور که گفته شد، در صورت وجود یک ذخیرۀ بالقوه، هیدروکربنها راهی برای رسیدن به سطح پیدا خواهند کرد. ترکیبات سبک و سنگین برای رهایی از فشار زیاد لایههای زیرین زمین، سریعترین مسیر مهاجرت، که همان مسیر عمودی است، را برای رسیدن به فشار کمتر طی میکنند (Levorsen 1967). سطوح لایهبندی، گسلها و شکستگیها، حرکت هیدروکربنها را آسانتر میکنند (Dembicki 2017). در صورت حضورنداشتن گسل و یا شکستگی در منطقه، عمدۀ مهاجرت بهصورت عمودی خواهد بود. در مناطق دارای ذخایر گاز و نفت، هیدروکربنهای سبک در زمینۀ سنگ و رسوب یافت خواهند شد و در صورتی که یک ذخیرۀ زیرسطحی اقتصادی وجود داشته باشد، مقدار این ترکیبات بهطبع بیشتر از دیگر مناطق است. برای بررسی وضعیت ارتباط این دو ساختار، در صورتی که در حدفاصل بین دو میدان، مقدار آنومالیهای ثبتشده همانند مناطق قرارگرفته بر تاقدیس زیاد و دارای مقادیر نزدیک باشند، چنین برداشت میشود که این دو ساختار دارای ارتباط هیدروکربنیاند.
نتایج آنالیز جدایش با اسید و تعیین نوع و منشأ هیدروکربنهای گازی
غلظت بالای متان در خاک نشانگر یک تجمع هیدروکربنی است و در صورتی که مقدار متان بسیار بالا باشد، یک ذخیرۀ گازی را نشان میدهد. البته این نکته که حضور متان منشأ بیوژنیک[9] نیز دارد، باید مدنظر قرار داده شود. در صورتی که مقدار ترکیبات سنگینتر (C2+) نیز بیشتر شود، میتواند مبین یک ذخیرۀ هیدروکربنی مایع باشد (Etiope 2015; Jones et al. 2000). مقادیر غلظت هیدروکربنهای سبک متان، اتان پروپان و بوتان با دستگاه کروماتوگرافی گازی اندازهگیری شدهاند. به کمک این مقادیر و محاسبۀ نسبتهای استاندارد، منشأ هیدروکربنهای نشتیافته به سطح براساس نوع سیال (گاز، میعانات گازی و نفت) پیشبینی میشود (Etiope 2015). مطالعات Pixler در سال 1969 نشان داد نسبت گاز متان به گازهای هیدروکربنی سنگینتر، نشانگر مخزن نفتی است. غلظت گاز متان در مقابل اتان (C1/C2) و اتان در مقابل پروپان (C2/C3) براساس میزان تأثیرپذیری از مدتزمان و مسافت مهاجرت عمودی از مخزن به سطح، بیانگر نوع هیدروکربن موجود در مخزن است؛ بهطوری که با افزایش این نسبت، نوع سیال مخزنی از محدودۀ مایع به گاز تغییر میکند. طبق مطالعات پیشین، در صورتی که نسبت گاز متان به اتان بین 4 الی 10 باشد، منشأ هیدروکربنها نفت است. این مقدار برای میعانات گازی بین 10 تا 20 خواهد بود. همچنین مقادیر بین 20 الی 100 مبین گاز خشک است. مقادیر بیشتر از 100 نیز زیستیبودن منشأ هیدروکربنهای موجود در خاک را آشکار میکند (Pixler 1969). نتایج دادههای گاز متان در مقابل اتان، محدودۀ میدانهای چیلینگر و گرنگان نشان میدهند بیشتر ترکیبات موجود در نمونههای سطحی برداشتشده، منشأ مرتبط با نفت دارند (شکل3a ). برای بررسی مقدار هیدروکربنهای نشتیافته به ناحیۀ بین دو میدان (روی ساختار زیناسبی)، از مقادیر متان در برابر اتان استفاده شد (شکل3 b). همانطور که مشاهده میشود، نمونههای این بخش نیز در محدودۀ نفتی و نسبتی مشابه با نمونههای برداشتشده از روی میدانها را دارد. مقدار نسبت اتان در مقابل پروپان برای نمونههای با منشأ نفت، بین 1 الی 5/2 و برای میعانات 5/2 الی 4 است. بر این اساس مقدار نسبت اتان در مقابل پروپان در نمونههای واقع بر بستگی ساختمانی میدانها، معرف یک تجمع نفتی است (شکل4 a). همچنین با قراردادن مقادیر اندازهگیریشده، نمونههای محدودۀ بین دو میدان در نمودار، تشابه و یکسانبودن منشأ ترکیبات را در کل منطقۀ مطالعهشده نشان میدهد (شکل4b ).
شکل3- مقدار متان(C1) در مقابل اتان (C2) نمونههای برداشتشده از روی میدانهای چیلینگر و گرنگان تجمع زیرسطحی نفت را نشان میدهد (a)، مقدار متان (C1) در مقابل اتان (C2) نمونههای برداشتشده از محدودۀ زین اسبی بین دو میدان نیز تشابه با میدانها را نشان میدهد (b)، (با تغییرات از Pixler 1969)
Fig 3- The amount of methane (C1) versus ethane (C2) in samples collected from the Chilingar and Garangan oilfields indicates subsurface oil accumulation (a). The amount of methane (C1) versus ethane (C2) in samples collected from the saddle area between the two fields also shows similarities with the oilfields (b). (Adapted from Pixler 1969).
شکل4- مقدار اتان(C2) در مقابل پروپان (C3) نمونههای برداشتشده از روی میدانهای چیلینگر و گرنگان تجمع زیرسطحی نفت را نشان میدهد (a)، مقدار اتان(C2) در مقابل پروپان (C3) نمونههای برداشتشده محدودۀ زین اسبی بین دو میدان تشابه با میدانها را نشان میدهد (b)، (با تغییرات از Pixler 1969).
Fig 4- The amount of ethane (C2) versus propane (C3) in samples collected from the Chilingar and Garangan oilfields indicates subsurface oil accumulation (a). The amount of ethane (C2) versus Propane (C3) in samples collected from the saddle area between the two fields also shows similarities with the oilfields (b). (Adapted from Pixler 1969).
علاوه بر مقدار و نسبت هیدروکربنهای سبک گازی، از نمودار نسبت C1/(C2+C3) در مقابل نسبت C2/(C3+C4)برای شناسایی منشأ هیدروکربن با دقت بیشتر استفاده میشود (شکل5). بر این اساس، بیشتر نمونههای برداشتشده از روی ساختار چیلینگر و گرنگان در محدودۀ نفتی و برخی در محدودۀ گاز و میعانات قرار گرفتهاند (شکل5 a). مقادیر این نسبت برای نمونههای برداشتشده از حدفاصل بین دو میدان نیز مبین منشأ یکسان و تشابه آنها با نمونههای میدانهاست (شکل5 b).
شکل5- نمودار نسبت C1/(C2+C3) در برابر نسبت C2/(C3+C4) نمونههای برداشتشده از روی میدانهای چیلینگر و گرنگان تجمع عمدۀ نفت را نشان میدهد (a)، نمودار نسبت C1/(C2+C3) در برابر نسبت C2/(C3+C4) نمونههای برداشتشده از محدودۀ زیناسبی بین دو میدان نیز تشابه با میدانها را نشان میدهد (b) ( با تغییرات از Thaduju et al. 2012).
Fig 5- The plot of C1/(C2+C3) ratio versus C2/(C3+C4) in samples from the Chilingar and Garangan oilfields indicates subsurface oil accumulation (a), The plot of C1/(C2+C3) ratio versus C2/(C3+C4) in samples from the saddle area between the two fields also shows similarities with the oilfields (b), (Adapted from Thaduju et al. 2012).
مخازن هیدروکربنی براساس نسبت استاندارد C3/C1×1000 به گروههای مختلف مخزنی دستهبندی میشوند. مخازن هیدروکربنی با تجمع گاز خشک بین 2 تا20، محدودۀ ۲۰ الی ۶۰ نشاندهندۀ تجمع میعانات گازی و یا نفتـگاز در مخازن است. درنهایت مخازن هیدروکربنی با تجمع نفتی مقادیری در محدودۀ 60 الی 500 از نسبت ذکرشده را دارند (Jones et al. 2000). درنهایت با درونیابی[10] به روش Natural- Neighbor، تغییرات این نسبت در محدودۀ مطالعهشده به دست آمد. براساس این نقشه، نتیجه گرفته میشود که در محدودۀ مابین میدانها نیز مقدار نسبت C3/C1×1000 همانند مناطق روی میدانها، آنومالیهای مشابهی داشته است و در محدودۀ نفتی قرار دارد (شکل6).
شکل6- نقشۀ تغییرات نسبت C3/C1×1000 نمونههای سطحی به روش Natural-Neighbor در محدودۀ مطالعهشده
Fig 6- Variations Map of C3/C1×1000 value of surface samples from the Chilingar and Garangan oilfields with the Natural-Neighbor method.
نتایج آنالیز فلورسانس و پیشبینی کیفیت هیدروکربن
بعد از استخراج ترکیبات هیدروکربنی از خاک، ترکیبات آروماتیک تجزیه و تحلیل میشوند. در این بین، آروماتیکهای دو حلقهای (نفتالین) و سه حلقهای (فنانترن) اهمیت بیشتری دارند. غلظت این آروماتیکها و شدت فلورسانس آنها، بیانگر هیدروکربنهای مایع موجود در رسوبات است. در صورتی که غلظت آنها بهاندازۀ کافی بالا باشد، برای پیشبینی شاخص سبکی و کیفیت نفت (API) مخازن به کار میرود. برای این منظور، از نسبت R1 استفاده میشود که تغییرات طیف فلورسانس ترکیبات را نشان میدهد. Ratio1 یا R1؛ نسبت انتشار 360 نانومتر در برابر 320 نانومتر، با تهییج بهوسیلۀ نور ماورا بنفش تعریف میشود و ازطریق رابطۀ 1 به دست میآید (Barwise and Hay 1996; Brooks et al. 1986):
R1= 3-Ring Intensity/ 2-Ring Intensity رابطۀ 1:
در این رابطه از نسبت شدت فلورسانس ترکیبات 3 حلقهای در برابر 2 حلقهای، به ترتیب فوق استفاده میشود. به کمک این نسبت، API سیال مخزن از دادههای سطحی پیشبینی میشود (Barwise and Hay 1996)؛ از این رو برای پیشبینی مقدار API نفت موجود در مخزن به کمک مقادیر شاخص R1، از رابطۀ 2 استفاده میشود:
Inferred API= -10.1×R1+59.8 رابطۀ 2:
مطالعات (1996)Barwise & Hay و Barwise et al. (1996) نشان میدهد مقادیر کمتر از 5/1 نسبت R1بیانگر هیدروکربنهای سبک و میعانات گازی است. در صورتی که مقدار این نسبت در نمونه بین 5/1 الی 4 باشد، منشأ ترکیبات نفت است. نفتهای سنگین، مقداری بین 4 الی 10 را نمایش میدهند. مقادیر بیشتر از 10 نسبت R1، آلودهبودن نمونۀ سطحی و یا تجزیهشدن ترکیبات آروماتیک را نشان میدهد. مقدار نسبت ترکیبات 3 حلقهای در برابر 2 حلقهای نمونههای برداشتشده از روی ساختمان میدانهای چیلینگر و گرنگان نشان میدهد عمدۀ ترکیبات مهاجرتیافته به سطح، منشأ نفتی و نفت سبک دارند.
براساس روابط 1 و 2، مقدار API استنتاجی، رابطۀ عکس با نسبت R1 دارد. مقایر کمتر از 5/1 نسبت R1 بیانگر˚API بالا و نفت سبک و باکیفیت خواهد بود و بلعکس مقادیر بیشتر از 5/1 نسبت ذکرشده، بیانکنندۀ˚API و کیفیت پایین هیدروکربنها هستند (Barwise et al. 1996). مقدارAPI˚ محاسبهشدۀ نمونههای خاک بهطور میانگین برابر با 31 API˚ برای میدان گرنگان و 39 API˚ برای میدان چیلینگر است (شکل7 a). مقادیر نسبت ذکرشده برای نمونههای سطحی برداشتشده در حدفاصل بین دو میدان نیز در محدودۀ نفت سبک، میعانات گازی و نفت قرار گرفتهاند. میانگین شاخص API محاسبهشده برای نمونههای میانۀ میدانهای 36 API˚ است (شکل 7 b). کیفیت نفت خام تولیدی میدانها نیز بهطور متوسط 38API˚ است (Alizadeh et al. 2020 a) که با مقدار متوسط به دست آمده از نمونههای سطحی مطابقت دارد و کیفیت بالای نفت مخزن را تصدیق میکند. ترسیم نقشۀ تغییرات این پارامترها، نقاط دارای غلظت بالای ترکیبات آروماتیک (بهخصوص ترکیبات دو حلقهای) را نشان و بهصورت تصویری نمایش میدهد. مقدار API استنتاجی نمونهها به کمک نرمافزار ArcGIS با روش Natural-Neighbor درونیابی شد. بر این اساس، مشاهده میشود که بخش میانی دو میدان نیز، مقادیر مشابهی با بستگی میدانها دارد (شکل8). اینچنین استنباط میشود مناطقی که مقادیر بالاتری از API˚ را نمایش میدهد، مقدار ترکیبات نفتالن نشتیافتۀ آن بیشتر است. با توجه به رابطۀ 1 و 2 که در بالا بیان شد، افزایش مقدار ترکیبات دو حلقهای به کاهش نسبت R1 منجر میشود و درنهایت مقدار API˚ را بالاتر نشان میدهد که بیانکنندۀ نفت سبک با کیفیت بالا خواهد بود. وجود مقادیر بالای ترکیبات نفتالنی، بیانکنندۀ یک تجمع هیدروکربنی پرفشار است که پیوسته به سطح مهاجرت میکنند.
شکل7- مقادیر API استنتاجشده از آنالیز فلورسانس در برابر نسبت R1 نمونههای سطحی برداشتشده از روی حدود میدانهای چیلینگر و گرنگان تجمع زیرسطحی گاز، نفت سبک و نفت را نشان میدهد
(a)، مقادیر API استنتاجشده از آنالیز فلورسانس در برابر نسبت R1 نمونههای سطحی برداشتشده از محدودۀ زیناسبی بین دو میدان نیز، تشابه با میدانها را نشان میدهد (b) (با تغییرات از Barwise and Hay 1996).
Fig 7- API values derived from fluorescence analysis versus R1 ratio of surface samples taken from the boundaries of the Chilingar and Garangan oilfields indicate subsurface accumulations of gas, light oil and oil (a), API values derived from fluorescence analysis versus R1 ratio of surface samples taken from the saddle area between the two fields also indicate similarities with the oilfields (b) (Adapted from Barwise and Hay 1996).
شکل8- نقشۀ تغییرات مقدار API استنتاجی نمونههای سطحی با روش Natural-Neighbor میدانهای چیلینگر و گرنگان
Fig 8- Variation Map of the inferred API variations in surface samples using the Natural Neighbor method for the Chilingar and Garangan fields.
نمودار هیستوگرام، فراوانی نمونهها را براساس مقادیر نسبت R1 نیز نشان میدهد. از بین 154 نمونه برداشتشده، 52 نمونه در محدودۀ نفت سبک تا میعانات گازی قرار دارند. 66 نمونه در محدودۀ نفت دستهبندی شده و مبین حضور هیدروکربنهایی با API بالا در مخزن است. این مهم همانطور که قبلاً ذکر شد، نشاندهندۀ سازگاری نتایج سطحی با مقادیر واقعی میدانهاست. 15 نمونه نیز در محدودۀ نفت سنگین قرار و از نفت اندک و غیراقتصادی افقهای کمعمقتر منشأ گرفتند. صحتسنجی این نکته نیازمند آنالیزهای تکمیلی مانند ایزوتوپ کربن است. از بین تمامی نمونهها، 21 نمونه دارای مقادیر غیرنرمال نسبت R1 و بیانگر تجزیۀ ترکیبات و یا آلودگیهای سطحی است (شکل9).
شکل9- هیستوگرام نسبت R1 در نمونههای محدودۀ مطالعهشده
Fig 9- Histogram of the R1 ratio in the samples of the study area
نتیجه
در این مطالعه، میدانهای چیلینگر و گرنگان واقع در فروافتادگی دزفول جنوبی با هدف بررسی مقدار هیدروکربنهای نشتیافته به رسوبات سطحی و مطالعۀ ارتباط مخزنی دو میدان، ازلحاظ ژئوشیمی سطحی بررسی شدند. نمونههای خاک برداشتشده به دو روش جدایش با اسید و فلورسانس آزمایش شدند. نتایج آنالیز جدایش با اسید نشان داد که مقادیر اندازهگیریشده نسبت گاز متان در برابر اتان (C1/C2) و اتان در برابر پروپان (C2/C3) نشان میدهد که منشأ هیدروکربنهای نشتیافته به سطح، مخزنی با سیال نفت است. محدودۀ مابین دو میدان نیز دارای غلطت مشابهی با محدودۀ میدانهاست و هیدروکربنهای آن منشأ نفتی دارد. برای بررسی دقیقتر، از نمودار استاندارد نسبت C1/(C2+C3) در مقابل نسبت C2/(C3+C4) استفاده شد. نتایج به دست آمده نشان داد منشأ بیشتر ترکیبات هیدروکربنی، نفت است. با درونیابی بین نتایج نسبت استاندارد C3/C1×1000 تمامی نمونهها، محدودۀ بین دو میدان دارای آنومالیهای بالا و نشاندهندۀ نفتیبودن ترکیب عمدۀ مخازن زیرسطحی است. نتایج آنالیز فلورسانس نیز نشان میدهد مقدار گرانش API استنتاجشده از نسبت آروماتیکهای سه در مقابل دو حلقهای و نسبت R1، نشان میدهد کیفیت هیدروکربن بالا و مخزن دارای نفت و میعانات است. تغییرات پارامترهای درونیابیشده، حضور گسلهای اصلی منطقه و اثر گسل شمالیـجنوبی در غرب میدان گرنگان و تراست شمالی هر دو میدان را تأیید میکند. مناطقی که مقادیر بالای API را نمایشمیدهند، بیانگر نشت بیشتر هیدروکربن و تجمع بالای ترکیبات هیدروکربنی است. API اعلامشدۀ نفت خام (NISOC Report 2019) میدانها نیز مشابه با مقادیر استنتاجشده است. مناطق اطراف چاههای تولیدی میدان چیلینگر بهدلیل افت فشار ناشی از برداشت از مخزن، مقادیر کمتری از شاخص API استنتاجی را در نقشههای درونیابیشده نشان میدهد. نتایج هر دو آنالیز انجامشدۀ این مطالعه، احتمال حضور هیدروکربن مایع را در حدفاصل بین دو میدان نشان میدهد. همچنین نتایج حاصلشده، احتمال ارتباط دو میدان را ازطریق ساختار زیناسبی بین دو میدان، مثبت میداند.
تشکر و سپاسگزاری
نویسندگان این مقاله از همکاریهای بیدریغ شرکت انرژیپژوهان آریانا کمال تشکر را دارند. همچنین از همکاری شرکت ملی مناطق نفتخیز جنوب، بهویژه مهندس هاشم صرافدخت و مدیریت اکتشاف شرکت ملی نفت ایران سپاسگزاری میکنند.
[1] Saddle
[2] Acid Extraction
[3] Fluorescence analysis
[4] Tedlarbag
[5] Poly Aromatic Hydrocarbons
[6] Soxhlet Extractor
[7] High Performance Liquid Chromatography
[8] Ultra Violet
[9] Biogenic
[10] Interpolation
)